NO344068B1 - Device and method for separately distributed optical fiber pressure sensing in well boreholes - Google Patents
Device and method for separately distributed optical fiber pressure sensing in well boreholes Download PDFInfo
- Publication number
- NO344068B1 NO344068B1 NO20120819A NO20120819A NO344068B1 NO 344068 B1 NO344068 B1 NO 344068B1 NO 20120819 A NO20120819 A NO 20120819A NO 20120819 A NO20120819 A NO 20120819A NO 344068 B1 NO344068 B1 NO 344068B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- parameter
- fiber
- deformable
- isolated
- elongate
- Prior art date
Links
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 title claims description 24
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 18
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 71
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 15
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 12
- 230000008602 contraction Effects 0.000 claims description 8
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 8
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 7
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 5
- 238000004804 winding Methods 0.000 claims description 5
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 7
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- 230000008859 change Effects 0.000 description 6
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- 230000006870 function Effects 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 2
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 230000003321 amplification Effects 0.000 description 1
- 238000003491 array Methods 0.000 description 1
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 description 1
- 230000010287 polarization Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 230000009919 sequestration Effects 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 230000002277 temperature effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01D—MEASURING NOT SPECIALLY ADAPTED FOR A SPECIFIC VARIABLE; ARRANGEMENTS FOR MEASURING TWO OR MORE VARIABLES NOT COVERED IN A SINGLE OTHER SUBCLASS; TARIFF METERING APPARATUS; MEASURING OR TESTING NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G01D5/00—Mechanical means for transferring the output of a sensing member; Means for converting the output of a sensing member to another variable where the form or nature of the sensing member does not constrain the means for converting; Transducers not specially adapted for a specific variable
- G01D5/26—Mechanical means for transferring the output of a sensing member; Means for converting the output of a sensing member to another variable where the form or nature of the sensing member does not constrain the means for converting; Transducers not specially adapted for a specific variable characterised by optical transfer means, i.e. using infrared, visible, or ultraviolet light
- G01D5/32—Mechanical means for transferring the output of a sensing member; Means for converting the output of a sensing member to another variable where the form or nature of the sensing member does not constrain the means for converting; Transducers not specially adapted for a specific variable characterised by optical transfer means, i.e. using infrared, visible, or ultraviolet light with attenuation or whole or partial obturation of beams of light
- G01D5/34—Mechanical means for transferring the output of a sensing member; Means for converting the output of a sensing member to another variable where the form or nature of the sensing member does not constrain the means for converting; Transducers not specially adapted for a specific variable characterised by optical transfer means, i.e. using infrared, visible, or ultraviolet light with attenuation or whole or partial obturation of beams of light the beams of light being detected by photocells
- G01D5/353—Mechanical means for transferring the output of a sensing member; Means for converting the output of a sensing member to another variable where the form or nature of the sensing member does not constrain the means for converting; Transducers not specially adapted for a specific variable characterised by optical transfer means, i.e. using infrared, visible, or ultraviolet light with attenuation or whole or partial obturation of beams of light the beams of light being detected by photocells influencing the transmission properties of an optical fibre
- G01D5/35338—Mechanical means for transferring the output of a sensing member; Means for converting the output of a sensing member to another variable where the form or nature of the sensing member does not constrain the means for converting; Transducers not specially adapted for a specific variable characterised by optical transfer means, i.e. using infrared, visible, or ultraviolet light with attenuation or whole or partial obturation of beams of light the beams of light being detected by photocells influencing the transmission properties of an optical fibre using other arrangements than interferometer arrangements
- G01D5/35341—Sensor working in transmission
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/13—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency
- E21B47/135—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency using light waves, e.g. infrared or ultraviolet waves
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01D—MEASURING NOT SPECIALLY ADAPTED FOR A SPECIFIC VARIABLE; ARRANGEMENTS FOR MEASURING TWO OR MORE VARIABLES NOT COVERED IN A SINGLE OTHER SUBCLASS; TARIFF METERING APPARATUS; MEASURING OR TESTING NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G01D5/00—Mechanical means for transferring the output of a sensing member; Means for converting the output of a sensing member to another variable where the form or nature of the sensing member does not constrain the means for converting; Transducers not specially adapted for a specific variable
- G01D5/26—Mechanical means for transferring the output of a sensing member; Means for converting the output of a sensing member to another variable where the form or nature of the sensing member does not constrain the means for converting; Transducers not specially adapted for a specific variable characterised by optical transfer means, i.e. using infrared, visible, or ultraviolet light
- G01D5/32—Mechanical means for transferring the output of a sensing member; Means for converting the output of a sensing member to another variable where the form or nature of the sensing member does not constrain the means for converting; Transducers not specially adapted for a specific variable characterised by optical transfer means, i.e. using infrared, visible, or ultraviolet light with attenuation or whole or partial obturation of beams of light
- G01D5/34—Mechanical means for transferring the output of a sensing member; Means for converting the output of a sensing member to another variable where the form or nature of the sensing member does not constrain the means for converting; Transducers not specially adapted for a specific variable characterised by optical transfer means, i.e. using infrared, visible, or ultraviolet light with attenuation or whole or partial obturation of beams of light the beams of light being detected by photocells
- G01D5/353—Mechanical means for transferring the output of a sensing member; Means for converting the output of a sensing member to another variable where the form or nature of the sensing member does not constrain the means for converting; Transducers not specially adapted for a specific variable characterised by optical transfer means, i.e. using infrared, visible, or ultraviolet light with attenuation or whole or partial obturation of beams of light the beams of light being detected by photocells influencing the transmission properties of an optical fibre
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01D—MEASURING NOT SPECIALLY ADAPTED FOR A SPECIFIC VARIABLE; ARRANGEMENTS FOR MEASURING TWO OR MORE VARIABLES NOT COVERED IN A SINGLE OTHER SUBCLASS; TARIFF METERING APPARATUS; MEASURING OR TESTING NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G01D5/00—Mechanical means for transferring the output of a sensing member; Means for converting the output of a sensing member to another variable where the form or nature of the sensing member does not constrain the means for converting; Transducers not specially adapted for a specific variable
- G01D5/26—Mechanical means for transferring the output of a sensing member; Means for converting the output of a sensing member to another variable where the form or nature of the sensing member does not constrain the means for converting; Transducers not specially adapted for a specific variable characterised by optical transfer means, i.e. using infrared, visible, or ultraviolet light
- G01D5/32—Mechanical means for transferring the output of a sensing member; Means for converting the output of a sensing member to another variable where the form or nature of the sensing member does not constrain the means for converting; Transducers not specially adapted for a specific variable characterised by optical transfer means, i.e. using infrared, visible, or ultraviolet light with attenuation or whole or partial obturation of beams of light
- G01D5/34—Mechanical means for transferring the output of a sensing member; Means for converting the output of a sensing member to another variable where the form or nature of the sensing member does not constrain the means for converting; Transducers not specially adapted for a specific variable characterised by optical transfer means, i.e. using infrared, visible, or ultraviolet light with attenuation or whole or partial obturation of beams of light the beams of light being detected by photocells
- G01D5/353—Mechanical means for transferring the output of a sensing member; Means for converting the output of a sensing member to another variable where the form or nature of the sensing member does not constrain the means for converting; Transducers not specially adapted for a specific variable characterised by optical transfer means, i.e. using infrared, visible, or ultraviolet light with attenuation or whole or partial obturation of beams of light the beams of light being detected by photocells influencing the transmission properties of an optical fibre
- G01D5/35338—Mechanical means for transferring the output of a sensing member; Means for converting the output of a sensing member to another variable where the form or nature of the sensing member does not constrain the means for converting; Transducers not specially adapted for a specific variable characterised by optical transfer means, i.e. using infrared, visible, or ultraviolet light with attenuation or whole or partial obturation of beams of light the beams of light being detected by photocells influencing the transmission properties of an optical fibre using other arrangements than interferometer arrangements
- G01D5/35354—Sensor working in reflection
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01L—MEASURING FORCE, STRESS, TORQUE, WORK, MECHANICAL POWER, MECHANICAL EFFICIENCY, OR FLUID PRESSURE
- G01L1/00—Measuring force or stress, in general
- G01L1/24—Measuring force or stress, in general by measuring variations of optical properties of material when it is stressed, e.g. by photoelastic stress analysis using infrared, visible light, ultraviolet
- G01L1/242—Measuring force or stress, in general by measuring variations of optical properties of material when it is stressed, e.g. by photoelastic stress analysis using infrared, visible light, ultraviolet the material being an optical fibre
- G01L1/243—Measuring force or stress, in general by measuring variations of optical properties of material when it is stressed, e.g. by photoelastic stress analysis using infrared, visible light, ultraviolet the material being an optical fibre using means for applying force perpendicular to the fibre axis
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01L—MEASURING FORCE, STRESS, TORQUE, WORK, MECHANICAL POWER, MECHANICAL EFFICIENCY, OR FLUID PRESSURE
- G01L11/00—Measuring steady or quasi-steady pressure of a fluid or a fluent solid material by means not provided for in group G01L7/00 or G01L9/00
- G01L11/02—Measuring steady or quasi-steady pressure of a fluid or a fluent solid material by means not provided for in group G01L7/00 or G01L9/00 by optical means
- G01L11/025—Measuring steady or quasi-steady pressure of a fluid or a fluent solid material by means not provided for in group G01L7/00 or G01L9/00 by optical means using a pressure-sensitive optical fibre
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01L—MEASURING FORCE, STRESS, TORQUE, WORK, MECHANICAL POWER, MECHANICAL EFFICIENCY, OR FLUID PRESSURE
- G01L19/00—Details of, or accessories for, apparatus for measuring steady or quasi-steady pressure of a fluent medium insofar as such details or accessories are not special to particular types of pressure gauges
- G01L19/0092—Pressure sensor associated with other sensors, e.g. for measuring acceleration or temperature
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V8/00—Prospecting or detecting by optical means
- G01V8/10—Detecting, e.g. by using light barriers
- G01V8/12—Detecting, e.g. by using light barriers using one transmitter and one receiver
- G01V8/16—Detecting, e.g. by using light barriers using one transmitter and one receiver using optical fibres
Description
BAKGRUNN BACKGROUND
[0001] Fiberoptiske følere kan bli anvendt for å overvåke mange forskjellige parametere på strukturer eller i valgte miljøer. Eksempler på fiberoptiske følere inkluderer FBG-(Fiber Bragg Grating)-følere som kan bli anvendt for å detektere tøyning i et optisk fiber. Driftsmessig er kunnskap om trykk og temperatur inne i et reservoar viktig for å sikre en effektiv brønn- og reservoarforvaltning. Ved undergrunnsoperasjoner så som boring og komplettering av borehull er også nøyaktig måling av kreftene og trykkene i nedihullsmiljøet viktig for å lette nedihullsoperasjoner og for å beskytte integriteten til nedihullskomponenter. Som følge av de ekstreme forholdene i nedihullsmiljøer er det teknisk utfordrende å konstruere anordninger for å måle krefter, trykk, temperaturer og andre forhold som enkelt kan bli integrert med nedihullskomponenter. US 5,589,937 beskriver et fiberoptisk sensorsystem omfattende en første optisk kraftkilde som injiserer en lyspuls i et optisk fibersløyfesystem. [0001] Fiber optic sensors can be used to monitor many different parameters on structures or in selected environments. Examples of fiber optic sensors include FBG (Fiber Bragg Grating) sensors which can be used to detect strain in an optical fiber. Operationally, knowledge of pressure and temperature inside a reservoir is important to ensure efficient well and reservoir management. In underground operations such as drilling and completion of boreholes, accurate measurement of the forces and pressures in the downhole environment is also important to facilitate downhole operations and to protect the integrity of downhole components. As a result of the extreme conditions in downhole environments, it is technically challenging to construct devices to measure forces, pressures, temperatures and other conditions that can be easily integrated with downhole components. US 5,589,937 describes a fiber optic sensor system comprising a first optical power source which injects a light pulse into an optical fiber loop system.
Lyspulsen sirkulerer i det optiske fibersløyfesystemet ved en sirkulasjonsfrekvens. Det optiske fibersløyfesystemet omfatter en omformer som modulerer sirkulasjonsfrekvensen som svar på detektering av en vekslende fysisk tilstand, et filter, en polariseringskontroller, en isolator og et optisk fiberforsterkningsmedium for forsterkning av lyspulsen. En andre optisk kraftkilde sørger for optisk energi til det optiske fiberforsterkningsmediet. Et detektorsystem transformerer en del av lyspulsen som er mottatt fra det optiske fibersløyfesystemet, til et utgangssignal som representerer sirkulasjonsfrekvensen. US 2009/0114386 A1 angir en metode og et system for overvåking av en rørledning, et borehull eller et reservoar assosiert med hydrokarbonproduksjon eller -transport og/eller karbondioksydavsettelse eller -sekvestrering. Noen utførelser sørger for anvendelse av et optisk fiber som et distribuert interferometer som kan brukes til å overvåke rørledningen, borehullet eller reservoaret. US 7,295,493 B1 vedrører en interferometrisk hydrofon som omfatter en første dor som definerer et indre rom som er åpent for omgivende fluid. En optisk avfølingsfiber er viklet på den første doren. En andre dor er plassert i omgivende forhold med hensyn til den første doren. Den første og den andre doren definerer et første kammer mellom dem. En mantel omgir de første og andre dorene og det første kammeret. Den sylindriske mantelen og den andre sylindriske doren definerer et andre kammer mellom dem, hvilket andre kammer er forseglet og fylt med gass eller vakuum. The light pulse circulates in the optical fiber loop system at a circulation frequency. The optical fiber loop system includes a converter that modulates the circulation frequency in response to detection of an alternating physical condition, a filter, a polarization controller, an isolator, and an optical fiber gain medium for amplifying the light pulse. A second optical power source provides optical energy to the optical fiber amplification medium. A detector system transforms part of the light pulse received from the optical fiber loop system into an output signal representing the circulation frequency. US 2009/0114386 A1 discloses a method and system for monitoring a pipeline, wellbore or reservoir associated with hydrocarbon production or transport and/or carbon dioxide deposition or sequestration. Some embodiments provide for the use of an optical fiber as a distributed interferometer that can be used to monitor the pipeline, wellbore or reservoir. US 7,295,493 B1 relates to an interferometric hydrophone comprising a first mandrel defining an internal space open to ambient fluid. An optical sensing fiber is wound on the first mandrel. A second mandrel is placed in ambient conditions with respect to the first mandrel. The first and second mandrels define a first chamber between them. A mantle surrounds the first and second mandrels and the first chamber. The cylindrical mantle and the second cylindrical mandrel define a second chamber between them, which second chamber is sealed and filled with gas or vacuum.
SAMMENFATNING AV OPPFINNELSEN SUMMARY OF THE INVENTION
[0002] Hovedtrekkene ved den foreliggende oppfinnelse fremgår av de selvstendige patentkrav. Ytterligere trekk ved oppfinnelsen er angitt i de uselvstendige patentkrav. En anordning for å estimere minst én parameter inkluderer: et deformerbart element innrettet for å deformeres som reaksjon på den minst ene parameteren; et hus som omgir i hvert fall en andel av en utvendig overflate av det deformerbare elementet og definerer et isolert område rundt andelen og en isolert overflate av det deformerbare elementet; og minst én fiberoptisk føler anordnet på den isolerte overflaten og holdt i en funksjonell relasjon med den isolerte overflaten, der den minst ene fiberoptiske føleren er innrettet for å generere et signal som reaksjon på en deformasjon av det deformerbare elementet. [0002] The main features of the present invention appear from the independent patent claims. Further features of the invention are indicated in the independent patent claims. A device for estimating at least one parameter includes: a deformable element arranged to deform in response to the at least one parameter; a housing surrounding at least a portion of an exterior surface of the deformable member and defining an insulated region around the portion and an insulated surface of the deformable member; and at least one fiber optic sensor arranged on the insulated surface and held in a functional relationship with the insulated surface, wherein the at least one fiber optic sensor is arranged to generate a signal in response to a deformation of the deformable element.
[0003] En distribuert føleranordning for å estimere minst én parameter inkluderer: et flertall anordninger for å estimere den minst ene parameteren, der hver av de flere anordningene har en distribuert tilknytning til hverandre og hver av de flere anordningene omfatter: et deformerbart element innrettet for å deformeres som reaksjon på den minst ene parameteren; et hus som omgir i hvert fall en andel av en utvendig overflate av det deformerbare elementet og definerer et isolert område rundt andelen og en isolert overflate av det deformerbare elementet; og minst én fiberoptisk føler anordnet på den isolerte overflaten og holdt i en funksjonell relasjon med den isolerte overflaten, der den minst ene fiberoptiske føleren er innrettet for å generere et signal som reaksjon på en deformasjon av det deformerbare elementet. [0003] A distributed sensor device for estimating at least one parameter includes: a plurality of devices for estimating the at least one parameter, where each of the several devices has a distributed connection to each other and each of the several devices comprises: a deformable element arranged for to deform in response to the at least one parameter; a housing surrounding at least a portion of an exterior surface of the deformable member and defining an insulated region around the portion and an insulated surface of the deformable member; and at least one fiber optic sensor arranged on the insulated surface and held in a functional relationship with the insulated surface, wherein the at least one fiber optic sensor is arranged to generate a signal in response to a deformation of the deformable element.
[0004] En fremgangsmåte for å estimere minst én parameter inkluderer det å: eksponere et deformerbart element for den minst ene parameteren, i det i hvert fall en andel av det deformerbare elementet er omgitt av et hus slik at det defineres et isolert område rundt andelen og en isolert overflate av det deformerbare elementet; deformere det deformerbare elementet; sende et målesignal inn i minst én fiberoptisk føler, der den minst ene fiberoptiske føleren er anordnet på den isolerte overflaten og holdes i en funksjonell relasjon med den isolerte overflaten; motta et retursignal gjennom den fiberoptiske føleren, der retursignalet er avhengig av en deformasjon av den fiberoptiske føleren som reaksjon på deformeringen; og estimere den minst ene parameteren basert på retursignalet. [0004] A method for estimating at least one parameter includes: exposing a deformable element to the at least one parameter, in which at least a portion of the deformable element is surrounded by a housing so that an isolated area is defined around the portion and an insulated surface of the deformable element; deforming the deformable element; sending a measurement signal into at least one fiber optic sensor, where the at least one fiber optic sensor is arranged on the insulated surface and is held in a functional relationship with the insulated surface; receiving a feedback signal through the fiber optic sensor, the feedback signal being dependent on a deformation of the fiber optic sensor in response to the deformation; and estimating the at least one parameter based on the return signal.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS
[0005] Disse og andre trekk, aspekter, og fordeler med foreliggende oppfinnelse vil forstås bedre når den følgende detaljerte beskrivelsen leses med støtte i de vedlagte tegningene, der like tegn representerer like deler og der: [0005] These and other features, aspects and advantages of the present invention will be better understood when the following detailed description is read with the support of the attached drawings, where like characters represent like parts and where:
[0006] Figur 1 er en tverrsnittsbetraktning av et ikke-begrensende eksempel på utførelse av en kraft- og/eller trykkomformer; [0006] Figure 1 is a cross-sectional view of a non-limiting example of the embodiment of a power and/or pressure converter;
[0007] Figur 2 er en tverrsnittsbetraktning av en alternativ utførelsesform av kraftog/eller trykkomformeren i figur 1; [0007] Figure 2 is a cross-sectional view of an alternative embodiment of the power and/or pressure converter in Figure 1;
[0008] Figur 3 er en tverrsnittsbetraktning av en annen alternativ utførelsesform av kraft- og/eller trykkomformeren i figur 1; [0008] Figure 3 is a cross-sectional view of another alternative embodiment of the power and/or pressure converter in Figure 1;
[0009] Figur 4 er en tverrsnittsbetraktning av en utførelsesform av en kraft- og/eller trykkmåleranordning; [0009] Figure 4 is a cross-sectional view of an embodiment of a force and/or pressure measuring device;
[0010] Figur 5 er et annen tverrsnittsbetraktning av kraft- og/eller trykkmåleranordningen i figur 4; [0010] Figure 5 is another cross-sectional view of the force and/or pressure measuring device in Figure 4;
[0011] Figur 6 er en perspektivbetraktning av en utførelsesform av en fordelt kraftog/eller trykkmåleranordning; [0011] Figure 6 is a perspective view of an embodiment of a distributed force and/or pressure measuring device;
[0012] Figur 7 er en tverrsnittsbetraktning av et undergrunnssystem for boring, evaluering, utforsking og/eller produksjon av brønner; og [0012] Figure 7 is a cross-sectional view of an underground system for drilling, evaluating, exploring and/or producing wells; and
[0013] Figur 8 er et flytdiagram som illustrerer et eksempel på fremgangsmåte for å estimere en kraft og/eller et trykk. [0013] Figure 8 is a flowchart illustrating an example of a method for estimating a force and/or a pressure.
DETALJERT BESKRIVELSE DETAILED DESCRIPTION
[0014] En trykkavfølingsanordning, så som en trykkomformer, og en fremgangsmåte for avføling av parametere, så som temperatur, tøyning, trykk og andre krefter, er beskrevet her. I én utførelsesform er trykkavfølingsanordningen innrettet som en trykkomformer. Anordningen innbefatter et deformerbart element så som et rør som er deformerbart som reaksjon på trykk og/eller andre krefter. Slike krefter inkluderer for eksempel aksielle krefter og indre trykk som utøves på det deformerbare elementet. Et hus isolerer i hvert fall en andel av den utvendige overflaten av det deformerbare elementet fra kreftene. Minst én fiberoptisk føler, for eksempel et optisk fiber som inkluderer én eller flere målerenheter, så som Bragg-gittere eller Rayleighspredning-fiberarealer, er anordnet på det langstrakte elementet på ett eller flere steder på den isolerte overflateandelen. I én utførelsesform er anordningen en temperaturkompensert signalomformer, som kan innlemmes i forskjellige verktøy og komponenter eller utføres som en uavhengig komponent. Anordningen er i én utførelsesform utformet for å innbefatte utvendig trykk- eller kraftisolasjon for å lette estimering av kraft og/eller trykk. I én utførelsesform er anordningen innlemmet i én eller flere nedihullskomponenter, så som et nedihullsverktøy eller en borestreng, produksjonsstreng eller en annen anordning innrettet for å bli utplassert nedihulls. [0014] A pressure sensing device, such as a pressure transducer, and a method for sensing parameters, such as temperature, strain, pressure and other forces, are described here. In one embodiment, the pressure sensing device is arranged as a pressure transducer. The device includes a deformable element such as a tube which is deformable in response to pressure and/or other forces. Such forces include, for example, axial forces and internal pressure exerted on the deformable element. A housing isolates at least a portion of the external surface of the deformable element from the forces. At least one fiber optic sensor, for example an optical fiber that includes one or more measuring devices, such as Bragg gratings or Rayleigh scattering fiber arrays, is arranged on the elongate element at one or more locations on the isolated surface portion. In one embodiment, the device is a temperature-compensated signal converter, which can be incorporated into various tools and components or implemented as an independent component. The device is in one embodiment designed to include external pressure or force isolation to facilitate estimation of force and/or pressure. In one embodiment, the device is incorporated into one or more downhole components, such as a downhole tool or a drill string, production string or other device designed to be deployed downhole.
[0015] Med henvisning til figur 1 innbefatter en tøynings-, kraft- og/eller trykkomformer 10 et langstrakt element, så som et rør 12, og en fiberoptisk føler 14 som er anordnet på i hvert fall en andel av røret 12. Den fiberoptiske føleren 12 innbefatter i én utførelsesform et optisk fiber med én eller flere målerenheter så som fiber Bragg-gittere (FBG) anordnet langs lengden til den fiberoptiske føleren 12. Andre målerenheter kan inkludere lengder eller områder av den fiberoptiske føleren 12 som anvendes for deteksjon av Rayleigh-tilbakespredningssignaler. Det langstrakte elementet 12 kan være et hvilket som helst element som kan deformeres av en kraft og/eller et trykk, og trenger ikke ha de konkrete formene og utførelsene beskrevet her. Signalomformeren 10 er innrettet for å estimere forskjellige parametere så som temperatur, tøyning, trykk og andre krefter som utøves forskjellige steder på signalomformeren 10. Eksempler på slike parametere inkluderer ytre og indre parametere så som tøyning, trykk og andre krefter på signalomformeren 10 eller en anordning tilknyttet signalomformeren 10. For eksempel kan signalomformeren være innrettet for å estimere parametere så som ytre og indre parametere på den samme anordningen og/eller ytre og indre parametere på samme sted på eller i den samme anordningen. [0015] With reference to Figure 1, a strain, force and/or pressure transducer 10 includes an elongated element, such as a tube 12, and a fiber optic sensor 14 which is arranged on at least a portion of the tube 12. The fiber optic sensor 12 includes in one embodiment an optical fiber with one or more measurement units such as fiber Bragg gratings (FBG) arranged along the length of the fiber optic sensor 12. Other measurement units may include lengths or areas of the fiber optic sensor 12 used for detection of Rayleigh -backscatter signals. The elongate element 12 can be any element that can be deformed by a force and/or a pressure, and need not have the specific shapes and designs described here. The signal converter 10 is arranged to estimate various parameters such as temperature, strain, pressure and other forces exerted at different locations on the signal converter 10. Examples of such parameters include external and internal parameters such as strain, pressure and other forces on the signal converter 10 or a device associated with the signal converter 10. For example, the signal converter may be arranged to estimate parameters such as external and internal parameters on the same device and/or external and internal parameters at the same place on or in the same device.
[0016] Røret 12 er utformet slik at det inkluderer et trykk- og/eller kraftisolert område 16 så som en luftspalte 16, som er isolert fra kreftene på røret 12 som signalomformeren 10 er innrettet for å estimere. I én utførelsesform har røret 12 en andel 18 med redusert diameter, slik at røret 12 inkluderer andelen 18 med redusert diameter og en andel 20 med stor diameter. Det ringformede området rundt andelen 18 med redusert diameter som strekker seg radielt kan være isolert fra de målte kreftene. Den fiberoptiske føleren 14 er anordnet på i hvert fall en andel av den utvendige overflaten av andelen med redusert diameter, dvs. den isolerte overflateandelen. I én utførelsesform er den fiberoptiske føleren 14 omspunnet rundt og festet til andelen med redusert diameter 18. Formen og oppbygningen til andelen 18 er ikke begrenset til de beskrevet her. Andelen 18 kan ha en hvilken som helst form, oppbygning eller størrelse som er innrettet for å isolere et område fra krefter og/eller trykk som utøves på det langstrakte elementet 12. [0016] The pipe 12 is designed to include a pressure and/or force isolated area 16 such as an air gap 16, which is isolated from the forces on the pipe 12 that the signal converter 10 is designed to estimate. In one embodiment, the tube 12 has a portion 18 of reduced diameter, so that the tube 12 includes the portion 18 of reduced diameter and a portion 20 of large diameter. The annular region around the reduced diameter portion 18 extending radially may be isolated from the measured forces. The fiber optic sensor 14 is arranged on at least a part of the outer surface of the part with a reduced diameter, i.e. the insulated surface part. In one embodiment, the fiber optic sensor 14 is wound around and attached to the reduced diameter portion 18. The shape and construction of the portion 18 are not limited to those described here. The portion 18 can have any shape, structure or size that is designed to isolate an area from forces and/or pressure exerted on the elongate element 12.
[0017] I én utførelsesform er et hus eller en annen struktur 22, så som en rørformet hylse 22, anordnet rundt i hvert fall en andel av røret 12 for å danne luftspalten 16. Huset 22 tjener til å isolere luftspalten 16 fra ytre krefter så som fluidtrykk eller krefter fra andre komponenter eller materialer. Andelen med redusert diameter 18 og huset 22 tjener begge som trykkrender. På denne måten er luftspalten eller et annet isolert område 16 i det minste tilnærmet upåvirket av trykk eller andre krefter på røret 12, og er også tilnærmet upåvirket av trykk eller andre krefter rundt utsiden av hylsen eller en annen innkapsling 22. Innkapslingen 22 kan være koblet eller festet til røret 12 på en hvilken som helst passende måte, så som en friksjonspasning (f.eks. sveiser) eller mekaniske tetningsmetoder 24, og kan ha en hvilken som helst form eller oppbygning egnet for ytterligere å definere det isolerte området 16. [0017] In one embodiment, a housing or other structure 22, such as a tubular sleeve 22, is arranged around at least a portion of the pipe 12 to form the air gap 16. The housing 22 serves to isolate the air gap 16 from external forces so such as fluid pressure or forces from other components or materials. The reduced diameter part 18 and the housing 22 both serve as pressure channels. In this way, the air gap or other isolated area 16 is at least approximately unaffected by pressure or other forces on the pipe 12, and is also approximately unaffected by pressure or other forces around the outside of the sleeve or other enclosure 22. The enclosure 22 may be connected or attached to the pipe 12 in any suitable manner, such as a friction fit (e.g. weld) or mechanical sealing methods 24, and may be of any shape or construction suitable to further define the insulated area 16.
[0018] I én utførelsesform inkluderer signalomformeren 10 en kraft-, trykk- og/eller tøyningsufølsom temperaturføler 26 innrettet for å måle temperaturen i røret 12 og/eller andelen med redusert diameter 18. Dette lar en bruker eller prosessor ta hensyn til temperatureffekter på andelen med redusert diameter 18 og/eller den fiberoptiske føleren 14 i estimeringen av trykk eller andre krefter på røret 12. I ett eksempel inkluderer temperaturføleren 26 en andel av den fiberoptiske føleren 12 som ikke påvirkes av deformasjon. For eksempel kan temperaturfølerandelen være posisjonert parallelt med hovedaksen til røret 12 slik at ekspansjon eller sammentrekning av røret 12 (som følge f.eks. av indre trykk) ikke vil påvirke temperaturfølerandelen 26. [0018] In one embodiment, the signal converter 10 includes a force, pressure and/or strain insensitive temperature sensor 26 arranged to measure the temperature of the tube 12 and/or the reduced diameter portion 18. This allows a user or processor to take into account temperature effects on the portion with reduced diameter 18 and/or the fiber optic sensor 14 in the estimation of pressure or other forces on the pipe 12. In one example, the temperature sensor 26 includes a portion of the fiber optic sensor 12 that is not affected by deformation. For example, the temperature sensor part can be positioned parallel to the main axis of the pipe 12 so that expansion or contraction of the pipe 12 (due to e.g. internal pressure) will not affect the temperature sensor part 26.
[0019] Den fiberoptiske føleren 14 er posisjonert på røret 12 slik at én eller flere andeler av den fiberoptiske føleren 14 befinner seg på en utvendig overflate av røret 12 som er omgitt av det isolerte området 16, så som på andelen med redusert diameter 18. I én utførelsesform er den fiberoptiske føleren 14 omspunnet rundt andelen med redusert diameter 18 i en spiral, og danner én eller flere vindinger rundt andelen med redusert diameter 18. I ett eksempel er føleren 14 omspunnet slik at vindingene står tilnærmet vinkelrett på hovedaksen. Deformasjon av røret 12, spesielt andelen med redusert diameter 18, så som ekspansjon eller sammentrekning, skaper effekter så som mikrobøyninger i den fiberoptiske føleren 14, som i sin tur forårsaker en endring (f.eks. en bølgelengdeforskyvning) i signalet som returneres av målerenhetene. [0019] The fiber optic sensor 14 is positioned on the pipe 12 so that one or more parts of the fiber optic sensor 14 are located on an external surface of the pipe 12 which is surrounded by the insulated area 16, such as on the part with a reduced diameter 18. In one embodiment, the fiber optic sensor 14 is wound around the reduced diameter portion 18 in a spiral, forming one or more windings around the reduced diameter portion 18. In one example, the sensor 14 is wound so that the windings are approximately perpendicular to the main axis. Deformation of the tube 12, particularly the reduced diameter portion 18, such as expansion or contraction, creates effects such as microbends in the fiber optic sensor 14, which in turn causes a change (eg, a wavelength shift) in the signal returned by the measurement units .
Denne signalendringen kan bli anvendt for å bestemme deformasjonen og estimere kraft og/eller trykk basert på deformasjonen. Den fiberoptiske føleren 14 og/eller temperaturføleren 26 står i kommunikasjon med en bruker, styreenhet eller annen prosessor eller lagringsanordning via passende kommunikasjonsmekanismer, så som en kabel 28. Den fiberoptiske føleren 14 kan være koblet til kabelen 28, for eksempel via en skjøtboks 30. This signal change can be used to determine the deformation and estimate force and/or pressure based on the deformation. The fiber optic sensor 14 and/or the temperature sensor 26 are in communication with a user, control unit or other processor or storage device via suitable communication mechanisms, such as a cable 28. The fiber optic sensor 14 can be connected to the cable 28, for example via a junction box 30.
[0020] I eksempelet vist i figur 1 kan signalomformeren 10 være innrettet for å bli utplassert i et borehull for bruk i undergrunns utforskings-, formasjonevaluerings-, boreog/eller hydrokarbonproduksjonsoperasjoner. Røret 12 innbefatter i dette eksempelet koblingsmekanismer så som gjenger 32 for å gjøre det mulig å koble signalomformeren 10 til andre anordninger eller nedihullskomponenter. I ett eksempel er signalomformeren 10 utført som en del av en nedihullsstreng, så som en produksjonsstreng eller borestreng. I et annet eksempel er røret 12 en del av en nedihullsstreng, så som en rørdel. [0020] In the example shown in Figure 1, the signal converter 10 may be arranged to be deployed in a borehole for use in underground exploration, formation evaluation, drilling and/or hydrocarbon production operations. In this example, the tube 12 includes coupling mechanisms such as threads 32 to make it possible to connect the signal converter 10 to other devices or downhole components. In one example, the signal converter 10 is made as part of a downhole string, such as a production string or drill string. In another example, the pipe 12 is part of a downhole string, such as a pipe section.
[0021] Figur 2 illustrerer en annen utførelsesform av signalomformeren 10, der røret 12 har en hul innside 34 koblet til en inntaksport 36 for å sette signalomformeren 10 i stand til å estimere trykk i et medium. Med et "medium" menes her en hvilken som helst substans i stand til å bevege seg inn i hvert fall i en del av den hule innsiden 34 eller på annen måte overføre trykk inn i det indre 34. Eksempler på slike medier inkluderer væsker, gasser, faste stoffer med flyteevne (f.eks. sand) og enhver kombinasjon av dette. I bruk blir mediet ført inn i innsiden 34 gjennom inntaksporten 36, og den radielle utvidelsen av andelen med redusert diameter 18 blir målt ved hjelp av den fiberoptiske føleren 14. Denne informasjonen blir så sendt til en bruker eller prosessor for estimering av fluidtrykket. Denne utførelsesformen også illustrerer alternative utførelser av kabelen 28 og skjøtboksen 30. [0021] Figure 2 illustrates another embodiment of the signal converter 10, where the tube 12 has a hollow inside 34 connected to an intake port 36 to enable the signal converter 10 to estimate pressure in a medium. By a "medium" is meant here any substance capable of moving into at least part of the hollow interior 34 or otherwise transferring pressure into the interior 34. Examples of such media include liquids, gases , solids with buoyancy (e.g. sand) and any combination thereof. In use, the medium is fed into the interior 34 through the intake port 36, and the radial expansion of the reduced diameter portion 18 is measured using the fiber optic sensor 14. This information is then sent to a user or processor for estimating the fluid pressure. This embodiment also illustrates alternative embodiments of the cable 28 and the junction box 30.
[0022] Figur 3 illustrerer en annen variasjon av signalomformeren 10, der signalomformeren 10 er koblet i forbindelse og/eller operativ kommunikasjon med andre komponenter i begge ender av røret 12. Denne utførelsesformen viser muligheten til å koble signalomformeren 10 som del av en streng av komponenter eller andre signalomformere 10. For eksempel kan en streng av signalomformere bli koblet sammen for å danne en fordelt kraft- og/eller trykkavfølingsanordning. I et annet eksempel er strengen av signalomformere 10 koblet sammen via ett enkelt optisk fiber eller et knippe av optiske fibre. I denne utførelsesformen innbefatter den fiberoptiske føleren 14 og/eller temperaturføleren 26 ett enkelt, kontinuerlig optisk fiber som strekker seg mellom endene av signalomformeren 10. [0022] Figure 3 illustrates another variation of the signal converter 10, where the signal converter 10 is connected in connection and/or operational communication with other components at both ends of the pipe 12. This embodiment shows the possibility of connecting the signal converter 10 as part of a string of components or other signal transducers 10. For example, a string of signal transducers can be connected together to form a distributed force and/or pressure sensing device. In another example, the string of signal converters 10 is connected via a single optical fiber or a bundle of optical fibers. In this embodiment, the fiber optic sensor 14 and/or the temperature sensor 26 includes a single, continuous optical fiber that extends between the ends of the signal converter 10.
[0023] Med henvisning til figurene 4 og 5 inkluderer en utførelsesform av en trykkavfølingsanordning 40 et hus 42 som støtter et langstrakt element så som en sylinder 44. I én utførelsesform har huset kanaler 46 for å muliggjøre gjennomføring av minst én fiberoptisk føler 14 derigjennom. En isolert andel 48, så som en luftspalte, er dannet rundt en andel av en utvendig overflate av det langstrakte elementet 44. I én utførelsesform er det langstrakte elementet 44 anordnet i en åpning 50 i huset 42, og den isolerte andelen 48 er dannet i åpningen 50 mellom det langstrakte elementet 44 og huset 42. [0023] With reference to Figures 4 and 5, one embodiment of a pressure sensing device 40 includes a housing 42 which supports an elongate member such as a cylinder 44. In one embodiment, the housing has channels 46 to enable passage of at least one fiber optic sensor 14 therethrough. An insulated portion 48, such as an air gap, is formed around a portion of an exterior surface of the elongated member 44. In one embodiment, the elongated member 44 is disposed in an opening 50 in the housing 42, and the insulated portion 48 is formed in the opening 50 between the elongate element 44 and the housing 42.
[0024] I én utførelsesform er det langstrakte elementet 44 posisjonert slik at dets hovedakse er vinkelrett på hovedaksen til kanalene 46. Den fiberoptiske føleren 14 er, i én utførelsesform, omspunnet rundt det langstrakte elementet 44 slik at minst én vinding er vinkelrett på det langstrakte elementets hovedakse. Den fiberoptiske føleren 14 er i én utførelsesform minst ett kontinuerlig optisk fiber som strekker seg mellom endene av anordningen 40. [0024] In one embodiment, the elongated element 44 is positioned so that its major axis is perpendicular to the major axis of the channels 46. The fiber optic sensor 14 is, in one embodiment, wrapped around the elongated element 44 so that at least one turn is perpendicular to the elongated the main axis of the element. The fiber optic sensor 14 is in one embodiment at least one continuous optical fiber that extends between the ends of the device 40.
[0025] Et eksempel på det langstrakte elementet 44 er vist i figurene 4 og 5. I dette eksempelet inkluderer det langstrakte elementet 44 et hult rør 52, så som en hul sylinder, med et innvendig hulrom som et medium 56 kan komme inn i. Alternativt kan et indre element 54 være anordnet inne i det hule røret 52 og lede strømningen av mediet 56. Mediet kan bli ført direkte inn i et ringrom mellom det indre elementet 54 og det hule røret 52, eller kan bli ført inn gjennom en port 58 i kommunikasjon med kanaler 60 som mediet 56 kan bli ledet gjennom. [0025] An example of the elongate member 44 is shown in Figures 4 and 5. In this example, the elongate member 44 includes a hollow tube 52, such as a hollow cylinder, with an internal cavity into which a medium 56 can enter. Alternatively, an inner element 54 may be arranged inside the hollow tube 52 and direct the flow of the medium 56. The medium may be introduced directly into an annulus between the inner element 54 and the hollow tube 52, or may be introduced through a port 58 in communication with channels 60 through which the medium 56 can be passed.
[0026] I én utførelsesform kan flere signalomformere 10 og/eller anordninger 40 være operativt koblet sammen for å danne et atskilt fordelt trykkavfølingssystem eller -apparat. For eksempel, som vist i figur 6, kan anordningen 40 være en atskilt fordelt anordning som innbefatter flere langstrakte elementer 44. Én eller flere fiberoptiske følere er anordnet på hvert langstrakte element for å tilveiebringe trykkfølere på flere steder. I én utførelsesform er de flere fiberoptiske følerene innlemmet i et kontinuerlig optisk fiber som er anordnet på og strekker seg mellom hvert langstrakte element 44. [0026] In one embodiment, multiple signal transducers 10 and/or devices 40 may be operatively connected together to form a separate distributed pressure sensing system or apparatus. For example, as shown in Figure 6, the device 40 may be a separate distributed device that includes several elongate elements 44. One or more fiber optic sensors are arranged on each elongate element to provide pressure sensors at multiple locations. In one embodiment, the multiple fiber optic sensors are incorporated into a continuous optical fiber disposed on and extending between each elongate member 44.
[0027] Med henvisning til figur 7 innbefatter et eksempel på utførelse av et undergrunnssystem 60 for boring, evaluering, utforsking og/eller produksjon av brønner en borehullstreng 62 som er vist anordnet i et borehull 64 som strekker seg gjennom minst én grunnformasjon under en undergrunnsoperasjon. Borehullstrengen 62 kan inneholde hvilke som helst av forskjellige mulige komponenter for å lette undergrunnsoperasjoner. Med et "borehull" eller "brønnhull" menes her ett enkelt hull som utgjør hele eller del av en boret brønn. Med "formasjoner" menes her de forskjellige trekk og materialer som kan møtes i et undergrunnsmiljø og som omgir borehullet. [0027] With reference to Figure 7, an example embodiment of an underground system 60 for drilling, evaluating, exploring and/or producing wells includes a drill string 62 which is shown arranged in a drill hole 64 extending through at least one basic formation during an underground operation . The well string 62 may contain any of a variety of possible components to facilitate subsurface operations. A "bore hole" or "well hole" here means a single hole that makes up all or part of a drilled well. By "formations" is meant here the various features and materials that can be encountered in an underground environment and that surround the borehole.
[0028] I én utførelsesform innbefatter systemet 60 et tradisjonelt boretårn 66 for å holde og/eller kjøre ut borehullstrengen 62 og de forskjellige komponentene. Borehullstrengen 62 inkluderer én eller flere rørseksjoner 68 eller et kveilrør som strekker seg nedover inn i borehullet 64. I ett eksempel er systemet 60 et boresystem og innbefatter en borkroneenhet 70. Systemet 60 kan også innbefatte en bunnhullsenhet (BHA) 72. Systemet 60 og/eller borehullstrengen 62 kan innbefatte et hvilket som helst antall nedihullsverktøy 74 for forskjellige prosesser, herunder boring, hydrokarbonproduksjon og formasjonsevaluering (FE) for å måle én eller flere fysiske størrelser i eller rundt et borehull. [0028] In one embodiment, the system 60 includes a traditional derrick 66 to hold and/or drive out the well string 62 and the various components. The well string 62 includes one or more pipe sections 68 or coiled tubing extending down into the wellbore 64. In one example, the system 60 is a drilling system and includes a bit assembly 70. The system 60 may also include a bottom hole assembly (BHA) 72. The system 60 and/or or the well string 62 may include any number of downhole tools 74 for various processes, including drilling, hydrocarbon production, and formation evaluation (FE) to measure one or more physical quantities in or around a well.
[0029] I én utførelsesform innbefatter systemet 60, verktøyene 74, rørseksjonene 68, borehullstrengen 62 og/eller bunnhullsenheten 72 minst én trykk- og/eller kraftføler 76, så som signalomformeren 10 og/eller anordningen 40. Trykk- og/eller kraftfølerene 76 er innrettet for å måle forskjellige krefter på systemkomponenter, i borehullet 62 og/eller i den omkringliggende formasjonen. Eksempler på krefter inkluderer trykk fra bore-, produksjons- og/eller borehullsfluider, trykk fra formasjonsmateriale og aksiell kraft på komponenter i borehullstrengen 62, verktøyet 72 eller andre nedihullskomponenter i systemet 60. [0029] In one embodiment, the system 60, the tools 74, the pipe sections 68, the well string 62 and/or the downhole unit 72 include at least one pressure and/or force sensor 76, such as the signal converter 10 and/or the device 40. The pressure and/or force sensors 76 is arranged to measure various forces on system components, in the borehole 62 and/or in the surrounding formation. Examples of forces include pressure from drilling, production and/or downhole fluids, pressure from formation material, and axial force on components of the well string 62 , the tool 72 , or other downhole components of the system 60 .
[0030] I én utførelsesform er verktøyene 72 og/eller trykkfølerene 76 utstyrt med overføringsutstyr for å kommunisere, eventuelt via mellomledd, til en prosesseringsenhet 78 på overflaten. Slikt overføringsutstyr kan være av en hvilken som helst ønsket type, og forskjellige overføringsmedier og forbindelser kan bli anvendt. I ett eksempel er den fiberoptiske føleren 14 koblet til andre optiske fibre for å sende signaler vedrørende trykk og/eller kraft til overflateprosesseringsenheten 78. [0030] In one embodiment, the tools 72 and/or the pressure sensors 76 are equipped with transmission equipment to communicate, possibly via an intermediary, to a processing unit 78 on the surface. Such transmission equipment may be of any desired type, and various transmission media and connections may be used. In one example, the fiber optic sensor 14 is connected to other optical fibers to send signals regarding pressure and/or force to the surface processing unit 78.
[0031] I én utførelsesform innbefatter overflateprosesseringsenheten 78, trykkfølerene 76 og/eller andre komponenter i systemet 60 anordninger som nødvendig for å muliggjøre lagring og/eller prosessering av data innhentet fra trykkfølerene 76 og andre komponenter i systemet 60. Eksempler på anordninger inkluderer, uten begrensning, minst én prosessor, lager, minne, innmatingsanordninger, utmatingsanordninger og liknende. [0031] In one embodiment, the surface processing unit 78, the pressure sensors 76 and/or other components of the system 60 include devices necessary to enable the storage and/or processing of data obtained from the pressure sensors 76 and other components of the system 60. Examples of devices include, without limitation, at least one processor, storage, memory, input devices, output devices and the like.
[0032] Figur 8 illustrerer en fremgangsmåte 80 for å estimere en kraft og/eller et trykk. Fremgangsmåten 80 inkluderer ett eller flere trinn 81-84. Selv om fremgangsmåten 80 er beskrevet i forbindelse med trykk- og/eller kraftavfølingsapparater, så som signalomformeren 10 eller anordningen 40, er ikke fremgangsmåten 80 begrenset til bruk med disse utførelsesformene. I én utførelsesform inkluderer fremgangsmåten 80 utførelse av alle trinnene 81-84 i den beskrevne rekkefølgen. Imidlertid kan noen trinn utelates, trinn kan bli lagt til eller trinnenes rekkefølge kan bli endret. [0032] Figure 8 illustrates a method 80 for estimating a force and/or a pressure. The method 80 includes one or more steps 81-84. Although the method 80 is described in connection with pressure and/or force sensing devices, such as the signal converter 10 or the device 40, the method 80 is not limited to use with these embodiments. In one embodiment, method 80 includes performing all of steps 81-84 in the order described. However, some steps may be omitted, steps may be added or the order of steps may be changed.
[0033] I det første trinnet 81 blir en trykkavfølingsanordning, så som signalomformeren 10 eller anordningen 40, eksponert for en kraft og/eller et trykk. For eksempel kan trykkavfølingsanordningen være en rørseksjon eller en annen komponent utplassert i et nedihullsmiljø. [0033] In the first step 81, a pressure sensing device, such as the signal converter 10 or the device 40, is exposed to a force and/or a pressure. For example, the pressure sensing device may be a pipe section or other component deployed in a downhole environment.
[0034] I det andre trinnet 82 blir en parameter så som kraft og/eller trykk påført på det langstrakte elementet i anordningen for å deformere det langstrakte elementet. [0034] In the second step 82, a parameter such as force and/or pressure is applied to the elongate element of the device to deform the elongate element.
Eksempler på slike krefter inkluderer aksialkrefter på det langstrakte elementet og trykk i et medium på innsiden av det langstrakte elementet. For eksempel, for en nedihulls avfølingsanordning, kan en kraft inkludere en aksialkraft (dvs. en kraft som er hovedsakelig parallell med hovedaksen til det langstrakte elementet) utøvet av en borehullstreng og/eller et trykk utøvet av borehullsfluider tilført inn i det langstrakte elementet. Det langstrakte elementet blir deformert som reaksjon på kraften og/eller trykket, for eksempel ved at det utvider seg eller trekker seg sammen radielt, noe som resulterer i en økning eller reduksjon i diameter. Examples of such forces include axial forces on the elongate element and pressure in a medium on the inside of the elongate element. For example, for a downhole sensing device, a force may include an axial force (ie, a force substantially parallel to the major axis of the elongate member) exerted by a drill string and/or a pressure exerted by wellbore fluids introduced into the elongate member. The elongate member is deformed in response to the force and/or pressure, for example by expanding or contracting radially, resulting in an increase or decrease in diameter.
[0035] I det tredje trinnet 83 blir et målesignal, så som lys med én eller flere valgte bølgelengder, generert og sendt inn i den fiberoptiske føleren. Den fiberoptiske føleren og/eller målerenheter reflekterer en andel av målesignalet som et retursignal. Deformasjon av den fiberoptiske føleren, så som mikrobøyning, som følge av deformasjon av det langstrakte elementet, gjør at retursignalet endrer seg (f.eks. skifter bølgelengde). Retursignalet blir mottatt av en passende bruker eller prosessor. [0035] In the third step 83, a measurement signal, such as light with one or more selected wavelengths, is generated and sent into the fiber optic sensor. The fibre-optic sensor and/or measuring units reflect a proportion of the measurement signal as a return signal. Deformation of the fiber optic sensor, such as microbending, as a result of deformation of the elongated element causes the return signal to change (eg change wavelength). The return signal is received by an appropriate user or processor.
[0036] I det fjerde trinnet 84 blir endringen av retursignalet analysert for å estimere minst én parameter på det langstrakte elementet. For eksempel kan endringen av retursignalet bli anvendt å bestemme tøyningen av det langstrakte elementet, som igjen blir anvendt for å estimere motsvarende kraft og/eller trykk. I én utførelsesform blir også temperaturen bestemt basert på signaler mottatt fra den trykkufølsomme temperaturføleren for på passende måte å ta hensyn til innvirkningen av temperatur på retursignalene fra den fiberoptiske føleren. [0036] In the fourth step 84, the change of the return signal is analyzed to estimate at least one parameter of the elongated element. For example, the change in the return signal can be used to determine the strain of the elongated element, which in turn is used to estimate the corresponding force and/or pressure. In one embodiment, the temperature is also determined based on signals received from the pressure insensitive temperature sensor to appropriately account for the effect of temperature on the return signals from the fiber optic sensor.
[0037] Anordningene og fremgangsmåtene som beskrives her gir forskjellige fordeler i forhold til eksisterende fremgangsmåter og anordninger. For eksempel kan den fiberoptiske føleren omspinnes rundt eller på annen måte anordnes på en trykkog/eller kraftisolert andel av et element, og med det øke anordningens følsomhet ved å øke følsomheten til den fiberoptiske føleren overfor trykkskapte deformasjoner av elementet samt å tilveiebringe trykkdifferansen nødvendig for å muliggjøre deformasjon av elementet. Videre gjør utførelsene beskrevet over det mulig å plassere flere trykkavfølingsområder på ett enkelt fiber, som igjen muliggjør dannelse av en fordelt avfølingsanordning med flere diskrete følere eller en kontinuerlig streng, f.eks. for trykkprofilering. I tillegg kan apparatet enkelt innlemmes i eksisterende strukturer (f.eks. en modifisert produksjonsrørseksjon) eller innlemmes som en separat signalomformer. [0037] The devices and methods described here offer various advantages compared to existing methods and devices. For example, the fiber-optic sensor can be wrapped around or otherwise arranged on a pressure and/or force-insulated part of an element, thereby increasing the device's sensitivity by increasing the sensitivity of the fiber-optic sensor to pressure-induced deformations of the element as well as providing the pressure difference necessary to enable deformation of the element. Furthermore, the embodiments described above make it possible to place several pressure sensing areas on a single fiber, which in turn enables the formation of a distributed sensing device with several discrete sensors or a continuous string, e.g. for pressure profiling. In addition, the device can be easily incorporated into existing structures (eg a modified production pipe section) or incorporated as a separate signal converter.
[0038] I forbindelse med idéene her kan forskjellige analyser og/eller analysekomponenter bli anvendt, herunder digitale og/eller analoge systemer. Anordningen kan ha komponenter så som en prosessor, lagringsmedier, minne, innmating, utmating, kommunikasjonsforbindelse (kabelbasert, trådløs, pulset slam, optisk eller andre), brukergrensesnitt, dataprogrammer, signalprosessorer (digitale eller analoge) og andre slike komponenter (så som resistorer, kondensatorer, induktorer og annet) for å muliggjøre bruk av og analyse med anordningene og fremgangsmåtene vist her på en hvilken som helst av flere mulige måter velkjent for fagmannen. Det anses at disse idéene kan, men ikke trenger å bli, realisert i forbindelse med et sett av datamaskineksekverbare instruksjoner lagret på et datamaskinlesbart medium, inkludert minne (ROM, RAM), optisk (CD-ROM), eller magnetisk (platelagre, harddisker) eller en hvilken som helst annen type, som når de eksekveres bevirker en datamaskin til å utføre fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse. Disse instruksjonene kan sørge for aktivering av utstyr, styring, innsamling og analyse av data og andre funksjoner anses som relevant av en utvikler, eier eller bruker av systemet og annet slikt personell, i tillegg til funksjonene beskrevet i denne beskrivelsen. [0038] In connection with the ideas here, different analyzes and/or analysis components can be used, including digital and/or analogue systems. The device may have components such as a processor, storage media, memory, input, output, communication link (wired, wireless, pulsed-slam, optical or other), user interface, computer programs, signal processors (digital or analog) and other such components (such as resistors, capacitors, inductors, etc.) to enable use and analysis with the devices and methods shown herein in any of several possible ways well known to those skilled in the art. It is believed that these ideas may, but need not be, realized in connection with a set of computer-executable instructions stored on a computer-readable medium, including memory (ROM, RAM), optical (CD-ROM), or magnetic (disk drives, hard drives). or any other type, which when executed cause a computer to perform the method of the present invention. These instructions may provide for activation of equipment, management, collection and analysis of data and other functions deemed relevant by a developer, owner or user of the system and other such personnel, in addition to the functions described in this description.
[0039] Selv om oppfinnelsen har blitt beskrevet med støtte i eksempler på utførelser, vil det forstås av fagmannen at forskjellige endringer kan gjøres og at ekvivalenter kan bli anvendt i stedet for elementer i disse uten å fjerne seg fra oppfinnelsens ramme definert av de vedføyde krav. I tillegg vil mange modifikasjoner sees av fagmannen for å tilpasse et gitt instrument, scenario eller materiale til oppfinnelsen uten å fjerne seg fra dennes ramme definert av de vedføyde krav. Det er derfor meningen at oppfinnelsen skal defineres av de vedføyde krav og ikke skal begrenses til den konkrete utførelsesformen angitt som den forventet beste måte å realisere denne oppfinnelsen. [0039] Although the invention has been described with support in examples of embodiments, it will be understood by the person skilled in the art that various changes can be made and that equivalents can be used instead of elements therein without departing from the scope of the invention defined by the appended claims . In addition, many modifications will be seen by the person skilled in the art to adapt a given instrument, scenario or material to the invention without departing from its framework defined by the attached requirements. It is therefore intended that the invention shall be defined by the appended claims and shall not be limited to the specific embodiment indicated as the expected best way to realize this invention.
Claims (18)
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US29971210P | 2010-01-29 | 2010-01-29 | |
PCT/US2011/022599 WO2011094331A2 (en) | 2010-01-29 | 2011-01-26 | Device and method for discrete distributed optical fiber pressure sensing |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20120819A1 NO20120819A1 (en) | 2012-07-30 |
NO344068B1 true NO344068B1 (en) | 2019-08-26 |
Family
ID=44320098
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20120819A NO344068B1 (en) | 2010-01-29 | 2012-07-17 | Device and method for separately distributed optical fiber pressure sensing in well boreholes |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US9476294B2 (en) |
AU (1) | AU2011209599B2 (en) |
BR (1) | BR112012018546B1 (en) |
CA (1) | CA2788335C (en) |
GB (1) | GB2489889B (en) |
MY (1) | MY179995A (en) |
NO (1) | NO344068B1 (en) |
SA (1) | SA111320138B1 (en) |
WO (1) | WO2011094331A2 (en) |
Families Citing this family (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9885592B2 (en) * | 2014-07-14 | 2018-02-06 | Avalon Sciences Ltd. | Fiber optic backscatter sensing systems and methods of operating the same |
CN106796152B (en) * | 2014-10-03 | 2018-12-14 | 蒂埃尔威有限公司 | Sensing device |
US9964459B2 (en) | 2014-11-03 | 2018-05-08 | Quartzdyne, Inc. | Pass-throughs for use with sensor assemblies, sensor assemblies including at least one pass-through and related methods |
US10132156B2 (en) | 2014-11-03 | 2018-11-20 | Quartzdyne, Inc. | Downhole distributed pressure sensor arrays, downhole pressure sensors, downhole distributed pressure sensor arrays including quartz resonator sensors, and related methods |
US10018033B2 (en) | 2014-11-03 | 2018-07-10 | Quartzdyne, Inc. | Downhole distributed sensor arrays for measuring at least one of pressure and temperature, downhole distributed sensor arrays including at least one weld joint, and methods of forming sensors arrays for downhole use including welding |
CN104895559B (en) * | 2015-05-25 | 2017-09-15 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | Oil/gas Well downhole optic fiber temperature, pressure tester |
EP3425343A4 (en) * | 2016-03-01 | 2019-04-17 | Cmiws Co., Ltd. | Optical fiber sensor |
US10267097B2 (en) | 2016-11-09 | 2019-04-23 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Pressure compensating connector system, downhole assembly, and method |
FR3076850B1 (en) | 2017-12-18 | 2022-04-01 | Quartzdyne Inc | NETWORKS OF DISTRIBUTED SENSORS FOR MEASURING ONE OR MORE PRESSURES AND TEMPERATURES AND ASSOCIATED METHODS AND ASSEMBLIES |
CA3042547A1 (en) | 2018-05-11 | 2019-11-11 | Campagnolo S.R.L. | Bicycle crankarm provided with electric/electronic system |
IT201800005297A1 (en) | 2018-05-11 | 2019-11-11 | BICYCLE CRANK AND RELATIVE CRANKSET | |
IT201800005294A1 (en) | 2018-05-11 | 2019-11-11 | COMPONENT OF BICYCLE IN COMPOSITE MATERIAL AND RELATED MANUFACTURING PROCESS | |
IT201800005302A1 (en) | 2018-05-11 | 2019-11-11 | TRANSMISSION SIDE BICYCLE CRANK, EQUIPPED WITH STRESS / DEFORMATION DETECTOR FOR A TORQUE OR POWER METER, AS WELL AS RELATED METHODS | |
IT201800005299A1 (en) | 2018-05-11 | 2019-11-11 | BICYCLE COMPONENT EQUIPPED WITH STRESS / DEFORMATION SENSOR COMPENSATED FOR TEMPERATURE | |
CN112119201B (en) * | 2018-05-24 | 2024-02-27 | 贝克休斯控股有限责任公司 | Transducer comprising a laser etched substrate |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5096277A (en) * | 1982-08-06 | 1992-03-17 | Kleinerman Marcos Y | Remote measurement of physical variables with fiber optic systems |
US5589937A (en) * | 1994-10-31 | 1996-12-31 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Fiber optic self-multiplexing amplified ring transducer and force transfer sensor with pressure compensation |
US7295493B1 (en) * | 2006-10-19 | 2007-11-13 | The United States Of America Represented By The Secretary Of The Navy | Pressure tolerant fiber optic hydrophone |
WO2009032881A1 (en) * | 2007-09-06 | 2009-03-12 | Shell Oil Company | High spatial resolution distributed temperature sensing system |
US20090114386A1 (en) * | 2007-11-02 | 2009-05-07 | Hartog Arthur H | Systems and methods for distributed interferometric acoustic monitoring |
Family Cites Families (26)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS6166134A (en) | 1984-09-10 | 1986-04-04 | Agency Of Ind Science & Technol | Optical fiber sensor |
JPH06341814A (en) | 1993-05-31 | 1994-12-13 | Nkk Corp | Optical fiber sensor |
US5386729A (en) * | 1993-09-22 | 1995-02-07 | The Babcock & Wilcox Company | Temperature compensated microbend fiber optic differential pressure transducer |
JPH10239200A (en) * | 1997-02-26 | 1998-09-11 | Hitachi Ltd | Inner pressure sensor for cylinder |
JPH11173937A (en) * | 1997-12-15 | 1999-07-02 | Hitachi Ltd | On-vehicle optical fiber in-pipe pressure sensor |
DE19808222A1 (en) | 1998-02-27 | 1999-09-02 | Abb Research Ltd | Fiber Bragg grating pressure sensor with integrable fiber Bragg grating temperature sensor |
DE19860409A1 (en) * | 1998-12-28 | 2000-06-29 | Abb Research Ltd | Fiber Bragg grating sensor for measuring differential pressures and flow velocities |
US6233746B1 (en) * | 1999-03-22 | 2001-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiplexed fiber optic transducer for use in a well and method |
US6351987B1 (en) * | 2000-04-13 | 2002-03-05 | Cidra Corporation | Fiber optic pressure sensor for DC pressure and temperature |
JP3512717B2 (en) | 2000-08-08 | 2004-03-31 | 日本電信電話株式会社 | Water level measuring device |
JP2002064974A (en) * | 2000-08-17 | 2002-02-28 | Taiyo Yuden Co Ltd | Drive control method of power supply circuit and power supply circuit |
JP3517699B2 (en) * | 2001-06-27 | 2004-04-12 | 株式会社先端科学技術インキュベーションセンター | Vibration measuring apparatus and vibration measuring method |
FR2841982B1 (en) * | 2002-07-03 | 2005-03-25 | Inst Francais Du Petrole | FIBER OPTIC PRESSURE SENSOR COMPENSATED IN TEMPERATURE |
US20040040707A1 (en) * | 2002-08-29 | 2004-03-04 | Dusterhoft Ronald G. | Well treatment apparatus and method |
US6898339B2 (en) * | 2002-12-16 | 2005-05-24 | Schlumberger Technology Corporation | Multiple mode pre-loadable fiber optic pressure and temperature sensor |
US7315666B2 (en) * | 2003-03-05 | 2008-01-01 | Shell Oil Company | Coiled optical fiber assembly for measuring pressure and/or other physical data |
US6840114B2 (en) | 2003-05-19 | 2005-01-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Housing on the exterior of a well casing for optical fiber sensors |
US7134346B2 (en) * | 2004-04-15 | 2006-11-14 | Davidson Instruments Inc. | Differential pressure transducer with Fabry-Perot fiber optic displacement sensor |
US7617873B2 (en) * | 2004-05-28 | 2009-11-17 | Schlumberger Technology Corporation | System and methods using fiber optics in coiled tubing |
US7159468B2 (en) * | 2004-06-15 | 2007-01-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fiber optic differential pressure sensor |
US7458420B2 (en) * | 2004-07-22 | 2008-12-02 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole measurement system and method |
BRPI0403240B1 (en) * | 2004-08-10 | 2016-02-16 | Petroleo Brasileiro Sa | optical transducer for simultaneous measurement of pressure and temperature in oil wells and method for said measurement |
BRPI0403786A (en) * | 2004-09-09 | 2006-05-02 | Petroleo Brasileiro Sa | fiber optic differential pressure transducer |
US6959135B1 (en) * | 2004-12-21 | 2005-10-25 | Corning Incorporated | SBS suppressed nonlinear optical fiber |
GB2433112B (en) * | 2005-12-06 | 2008-07-09 | Schlumberger Holdings | Borehole telemetry system |
US8788251B2 (en) * | 2010-05-21 | 2014-07-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method for interpretation of distributed temperature sensors during wellbore treatment |
-
2010
- 2010-11-30 US US12/956,777 patent/US9476294B2/en active Active
-
2011
- 2011-01-26 GB GB1213744.4A patent/GB2489889B/en active Active
- 2011-01-26 BR BR112012018546-2A patent/BR112012018546B1/en active IP Right Grant
- 2011-01-26 AU AU2011209599A patent/AU2011209599B2/en active Active
- 2011-01-26 WO PCT/US2011/022599 patent/WO2011094331A2/en active Application Filing
- 2011-01-26 SA SA111320138A patent/SA111320138B1/en unknown
- 2011-01-26 CA CA2788335A patent/CA2788335C/en active Active
- 2011-01-26 MY MYPI2012003423A patent/MY179995A/en unknown
-
2012
- 2012-07-17 NO NO20120819A patent/NO344068B1/en unknown
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5096277A (en) * | 1982-08-06 | 1992-03-17 | Kleinerman Marcos Y | Remote measurement of physical variables with fiber optic systems |
US5589937A (en) * | 1994-10-31 | 1996-12-31 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Fiber optic self-multiplexing amplified ring transducer and force transfer sensor with pressure compensation |
US7295493B1 (en) * | 2006-10-19 | 2007-11-13 | The United States Of America Represented By The Secretary Of The Navy | Pressure tolerant fiber optic hydrophone |
WO2009032881A1 (en) * | 2007-09-06 | 2009-03-12 | Shell Oil Company | High spatial resolution distributed temperature sensing system |
US20090114386A1 (en) * | 2007-11-02 | 2009-05-07 | Hartog Arthur H | Systems and methods for distributed interferometric acoustic monitoring |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
BR112012018546B1 (en) | 2020-09-24 |
GB2489889B (en) | 2017-05-03 |
AU2011209599B2 (en) | 2015-01-29 |
WO2011094331A2 (en) | 2011-08-04 |
WO2011094331A3 (en) | 2011-11-10 |
MY179995A (en) | 2020-11-19 |
CA2788335A1 (en) | 2011-08-04 |
GB201213744D0 (en) | 2012-09-12 |
US9476294B2 (en) | 2016-10-25 |
AU2011209599A1 (en) | 2012-08-09 |
GB2489889A (en) | 2012-10-10 |
BR112012018546A2 (en) | 2016-05-03 |
WO2011094331A4 (en) | 2011-12-29 |
US20110191031A1 (en) | 2011-08-04 |
NO20120819A1 (en) | 2012-07-30 |
SA111320138B1 (en) | 2015-01-21 |
CA2788335C (en) | 2015-11-24 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO344068B1 (en) | Device and method for separately distributed optical fiber pressure sensing in well boreholes | |
EP2401475B1 (en) | System and method for wellbore monitoring | |
DK178095B1 (en) | System and method for distributed environmental parameter measurement | |
US10753820B2 (en) | Integrity monitoring of conduits | |
US9074462B2 (en) | Integrated fiber optic monitoring system for a wellsite and method of using same | |
CA2894562C (en) | Downhole multiple core optical sensing system | |
US11572752B2 (en) | Downhole cable deployment | |
CA2938526C (en) | Well tools with vibratory telemetry to optical line therein | |
EP3938730B1 (en) | Gauge apparatus and method of measuring the geometry of wellbores |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: BAKER HUGHES, US |